存量0.25-0.262元/度，增量競價0.15-0.262元/度！新疆發(fā)布新能源上網(wǎng)電價市場化改革方案征求意見稿

11 月 14 日，新疆生產(chǎn)建設兵團發(fā)改委發(fā)布“關于公開征求《兵團貫徹落實深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（征求意見稿）》意見建議的公告”。

公告內(nèi)容顯示，對 2025 年 6 月 1 日以前投產(chǎn)的新能源存量項目：補貼項目機制電量 30%，機制電價 0.25 元/千瓦時；平價項目機制電量比例 50%，機制電價 0.262 元/千瓦時。

對 2025 年 6 月 1 日及以后投產(chǎn)的為新能源增量項目：機制電量比例 70%，機制電價采用邊際出清方式、通過分類競價形成。競價區(qū)間暫定 0.15元/千瓦時—0.262 元/千瓦時。競價按年組織，由已投產(chǎn)和未來 12 個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價。師市電網(wǎng)企業(yè)暫不能組織競價的，機制電價參照自治區(qū)年度新能源增量項目機制電價水平執(zhí)行。

存量項目執(zhí)行期限，取項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年限和投產(chǎn)滿 20 年剩余年限中的較小者。增量項目考慮回收項目初始投資平均期限，執(zhí)行期限 10 年。已納入機制的新能源項目，在執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

原文如下：

兵團貫徹落實深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革實施方案（征求意見稿）

為持續(xù)推進兵團電力市場化改革，加快構(gòu)建新型電力系統(tǒng)，促進新能源產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關于深化新能源上網(wǎng)電價市場化改革 促進新能源高質(zhì)量發(fā)展的通知》（發(fā)改價格〔2025〕136號）文件精神，結(jié)合兵團實際，制定本方案。

一、基本原則

堅持市場化方向。加快兵團電力市場化步伐，深化兵地電價政策協(xié)同，新能源項目（風電、太陽能發(fā)電，下同）上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。在兵團電力市場建成前，接受自治區(qū)電力市場形成的價格。

堅持分類施策。助力兵團職能使命發(fā)揮，統(tǒng)籌兵團新型電力系統(tǒng)建設實際、新能源發(fā)展規(guī)劃目標、電力用戶承受能力和經(jīng)濟發(fā)展需要，區(qū)分存量項目和增量項目，建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制，保持存量項目政策銜接，穩(wěn)定增量項目收益預期。

堅持系統(tǒng)觀念。加強全局性戰(zhàn)略謀劃，強化與電力規(guī)劃、行業(yè)管理、產(chǎn)業(yè)發(fā)展、價格機制、綠色能源消費等政策協(xié)同配合，加快推進兵團電力體制改革，建立健全電力交易機制，更好服務兵團新型電力系統(tǒng)建設和新能源發(fā)展規(guī)劃目標實現(xiàn)。

二、主要任務

（一）推動新能源上網(wǎng)電量全面進入電力市場

集中式光伏、集中式風電、分布式光伏、分散式風電等所有風電、太陽能發(fā)電項目上網(wǎng)電量原則上全部進入電力市場，上網(wǎng)電價通過市場交易形成。在兵團電力市場建設完成前，接受新疆電力交易市場形成的價格，上網(wǎng)電價分類參照新疆電力交易中心披露的對應電源種類月度雙邊直接交易成交均價執(zhí)行。享受財政補貼的項目，全生命周期合理利用小時數(shù)內(nèi)的補貼標準按照原有規(guī)定執(zhí)行。

（二）建立新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制

區(qū)分存量項目和增量項目，分別確定年度機制電量規(guī)模、機制電價水平和執(zhí)行期限。對納入機制的電量，市場交易均價低于或者高于機制電價的部分，由電網(wǎng)企業(yè)按規(guī)定開展差價結(jié)算，結(jié)算費用納入系統(tǒng)運行費，由師市電網(wǎng)網(wǎng)內(nèi)全體工商業(yè)用戶分攤或分享。

（三）確定機制電量規(guī)模、電價水平

對2025年6月1日以前投產(chǎn)的新能源存量項目：補貼項目機制電量30%，機制電價0.25元/千瓦時；平價項目機制電量比例50%，機制電價0.262元/千瓦時。

對2025年6月1日及以后投產(chǎn)的為新能源增量項目：機制電量比例70%，機制電價采用邊際出清方式、通過分類競價形成。競價區(qū)間暫定0.15元/千瓦時—0.262元/千瓦時。競價按年組織，由已投產(chǎn)和未來12個月內(nèi)投產(chǎn)、且未納入過機制執(zhí)行范圍的項目自愿參與競價。師市電網(wǎng)企業(yè)暫不能組織競價的，機制電價參照自治區(qū)年度新能源增量項目機制電價水平執(zhí)行。

（四）明確差價結(jié)算方式

對納入機制的電量，電網(wǎng)企業(yè)按月開展差價結(jié)算，將市場交易均價與機制電價的差額納入系統(tǒng)運行費“新能源可持續(xù)發(fā)展價格結(jié)算機制差價結(jié)算費用”科目。新能源項目機制電量按月分解，在年內(nèi)清算。

（五）明確執(zhí)行期限和退出規(guī)則

存量項目執(zhí)行期限，取項目剩余全生命周期合理利用小時數(shù)對應年限和投產(chǎn)滿20年剩余年限中的較小者。增量項目考慮回收項目初始投資平均期限，執(zhí)行期限10年。已納入機制的新能源項目，在執(zhí)行期限內(nèi)可自愿申請退出。新能源項目執(zhí)行到期，或者在期限內(nèi)自愿退出的，均不再納入機制執(zhí)行范圍。

三、保障措施

（一）壓實各方責任。兵團發(fā)展改革部門組織電網(wǎng)企業(yè)研究提出增量項目機制電量規(guī)模，適時調(diào)整機制電量規(guī)模、競價上下限等。師市電網(wǎng)企業(yè)要加快建立健全保障機制平穩(wěn)運行的組織機構(gòu)，及時調(diào)整營銷管理系統(tǒng)，積極推進表計設施改造，優(yōu)化電費結(jié)算功能，安排專人測算偏差電費；每月最后3日前向發(fā)展改革部門報告次月工商業(yè)用戶終端電價等信息，季度結(jié)束15日內(nèi)報告上季度工商業(yè)用戶終端電價變化情況；要及時按月公布用于機制電量差價結(jié)算等用途的市場各類電源交易均價。

（二）做好跟蹤監(jiān)測。兵團發(fā)展改革部門以及各師市電網(wǎng)企業(yè)要加強政策宣傳解讀，及時回應社會關切；密切跟蹤電力市場價格、終端用戶電價水平等，總結(jié)改革成效，優(yōu)化政策實施；配合能源監(jiān)管部門加強市場監(jiān)管，保障新能源公平參與交易，促進市場平穩(wěn)運行。

本方案自2025年 月 日起實施，現(xiàn)有電價政策與本方案不符的，以本方案為準。期間如遇國家政策調(diào)整，按國家規(guī)定執(zhí)行。